Eni, la empresa de energía italiana, firmó recientemente un acuerdo para fusionar a su subsidiaria Eni Norge con Point Resources, la firma noruega de exploración y producción de HitecVision, y así crear Vår Energi¹. La compañía estará entre los principales participantes de la Plataforma Continental Noruega (NCS, por sus siglas en inglés) y producirá alrededor de 180.000 barriles de petróleo equivalente por día (boepd, por sus siglas en inglés) en 2018 a partir de 17 áreas productoras de petróleo y gas². Point Resources (próximamente Vår Energi) también anunció a principios de 2018 la firma de un acuerdo para adquirir el negocio upstream de ExxonMobil en Noruega³. La firma de private equity Neptune Energy acordó recientemente la compra de los activos de petróleo y gas offshore noruegos y daneses de VNG, la empresa alemana de gas⁴. OKEA, otra firma de private equity, anunció hace poco un acuerdo para adquirir las participaciones de Shell en las áreas de Draugen (44,56 %) y Gjoa (12 %).

Ha sido un año activo para las transacciones de la Plataforma Continental Noruega, ya que AkerBP adquirió el negocio noruego de HESS, Total adquirió Maersk Oil & Gas⁷, INEOS adquirió Dong Energy⁸ y Neptune Energy adquirió Engie, además de varias operaciones de activos⁹ y el anuncio de fusión de Wintershall / DEA¹⁰ y Centrica/Bayerngas¹¹.
"Las compañías de la Plataforma Continental Noruega están dejando de ser compañías de exploración más pequeñas para convertirse en entidades significativas con una actividad de ciclo de vida que incluye la exploración, el desarrollo y la producción, así como el derecho de operación. Por el contrario, las grandes petroleras internacionales continúan desinvirtiendo y reduciendo su actividad en Noruega. Esperamos que las firmas de private equity y los participantes que recién se incorporan sigan creciendo y diversifiquen aún más el mercado.”

- Daniel Nyberg, Socio de KPMG en Noruega.

La Plataforma Continental del Reino Unido está viviendo un renacimiento, ya que la producción en aumento, la caída de costos y el respaldo cada vez mayor del gobierno aumentan la competitividad del Reino Unido con respecto a otras cuencas desarrolladas. Con el desarrollo de áreas que producen barriles multimillonarios, el oeste de las islas Shetland se está volviendo cada vez más importante, y las empresas de exploración y producción continúan invirtiendo grandes sumas de capital en la región. El área de Gran Laggan entró en funcionamiento en 2016 y se espera que cubra hasta un 8% de la demanda de gas del Reino Unido¹².

Hurricane Energy, la empresa de exploración y producción fundada hace algunos años, recaudó más de USD 500M bajo las difíciles condiciones de mercado registradas en 2017 para financiar la producción inicial del área Lancaster, que se espera que contenga hasta dos mil millones de barriles de petróleo pesado en un área de interés prospectivo de basamento fracturado¹³. Se espera que estos proyectos, junto con el nuevo desarrollo de los proyectos de Schiehallion y Clair operados por BP, dupliquen la producción del oeste de las islas Shetland a 350.000 boepd en 2019.

Con este sustento, la actividad regional de fusiones y adquisiciones fue importante este año, con un fuerte potencial de crecimiento en el área. A principios de año, Shell trabajó en el proyecto de evaluación en Cambo, el área de 600 millones de barriles operada por Siccar Point¹⁴ y este mes, BP anunció que aumentó en un 16,5% su participación en Clair, cuyo volumen de petróleo pesado es de 7 mil millones de barriles¹⁵. Se informó que Chevron mantuvo sus participaciones en Clair y Rosebank en el oeste de las islas Shetland, a pesar de haber puesto en venta otros activos importantes en la zona central del Mar del Norte, según comunicados de prensa.
A pesar de las duras condiciones climáticas y de los costos relativamente más altos, en virtud de que representa un claro potencial de recursos, creemos que la poco explorada región del oeste de las islas Shetland seguirá siendo prometedora en términos de crecimiento dentro la Plataforma Continental del Reino Unido en un futuro cercano.

- Mohammed Chunara, Director Asociado de Energía y Recursos Naturales.

Las fusiones y adquisiciones en la industria han aumentado a medida que crece la confianza en los precios y la demanda futura. Por el momento, los actores están más interesados en asegurarse transacciones que en correr el riesgo de pagar más caro. El mes pasado quedó claro que la confianza global en las oportunidades específicas de fusiones y adquisiciones australianas en la industria gana fuerza; una buena señal para la industria del P&G de Australia, su futuro e inquietudes acerca de las inversiones y del riesgo soberano en Australia. Un operador cotizante australiano puso fin, recientemente, a todas las negociaciones con un Private Equity Group de Estados Unidos, ya que, según su directorio, “la negociación no generaba un beneficio para sus accionistas” Asimismo, el operador de midstream, APA Group, está analizando realizar una oferta de USD 13.000 millones a un consorcio de Hong Kong que planea desintegrar el monopolio de los ductos¹⁶. Para Australia, el desafío de la negociación con APA radica en el riesgo percibido de facilitarle el dominio y control o la infraestructura de mayor envergadura australiana a una empresa extranjera.

Parece probable que los planes de importar GNL a Australia avanzarán mediante contratos cada vez más firmes y decisiones finales de inversión planificadas en un futuro cercano para dos zonas de importación en la costa este de Australia. Estos proyectos deberían permitir que los usuarios industriales de gas de Australia operen con los contratos a largo plazo y ayudar a reducir el precio del gas residencial en términos generales. ExxonMobil Australia considera la importación de GNL en el este de Australia para ayudar a solucionar la falta de gas que se proyecta a partir del 2021 y proteger, así, su participación en el mercado actual¹⁷. Entre los operadores de upstream, la plataforma flotante de GNL, Prelude FLNG, ha recibido su carga de GNL a modo de preparación para comenzar a operar18, solo unos meses después de que Inpex comenzara a operar el proyecto Ichthys, cuyo primer cargamento se espera para septiembre¹⁹. Mientras tanto, todos los activos operativos de GNL continúan desarrollando opciones de material de relleno y volúmenes para mantener sus plantas con capacidad y viables. El sector de GNL de Australia avanza firmemente a la fase de “operar” luego de los años frenéticos de construcción de proyectos en ambas costas durante el último ciclo de precios bajos del petróleo. La oportunidad actual para Australia y sus principales operadores es poner en marcha la infraestructura de una industria que operará con seguridad y rentabilidad por un término de 20 a 40 años y, para KPMG, la oportunidad de brindar apoyo e información desde sus equipos globales es importantísima. Este aumento de la producción es particularmente notorio, según los últimos informes que confirman el reequilibrio global del mercado del GNL, liderado por la aceleración de la demanda china de GNL. Por el momento, los actores se complacen al ver precios firmes y una curva de demanda proyectada en alza. Muy pronto se comenzarán a escuchar voces más fuertes que requieran una mayor inversión en más proyectos de GNL, quizás proyectos más pequeños, o más flexibles y ágiles que los que vemos hoy en día, y que esperemos ganen terreno en la industria. Australia y su industria del P&G deberán competir en un mercado que plantea constantes desafíos para atraer inversiones y continuar con la tendencia de crecimiento de la industria y de la economía.

- Jonathon Peacock, Socio de Advisory, KPMG en Australia 

Nota: Las proyecciones/estimaciones de Brent & Henry Hub se basan en fuentes e información independientes y no representan el punto de vista de KPMG.